Konsekvenser av ändrade kvotnivåer i elcertifikatssystemet för svenska elmarknaden på kort och lång sikt

Konsekvenser av ändrade kvotnivåer i elcertifikatssystemet för svenska elmarknaden på kort och lång sikt Harald Klomp Uppsala Engineering Partner Första utgåva 2014-05-05 Uppdaterat 2014-05-07

Innehållsförteckning 1. Sammanfattning och rekommendationer...3 2. Inledning...6 3. Metodik och leverans...6 4. Elcertifikatssystemet från Barsebäck till Norge...6 4.1. Nedläggning av Barsebäck var startskottet för systemet med elcertifikat...6 4.2. Elcertifikatssystemet, kvotnivåer och annulleringar...7 4.3. Absoluta mål kräver höjda kvotnivåer vid sjunkande efterfråga...8 5. Möjligheten att exportera el är inte obegränsad... 11 6. Lagring av el kräver stora elprisvariationer för att vara lönsamt... 11 7. Olika elproducenters incitament... 12 Danmark (tusentals kronor)... 13 Sverige (tusentals kronor)... 13 Elpriserna i Norden 2013 (2012). Öre/kWh.... 14 8. Marginalkostnader och prissättningen på nordiska elbörsen... 15 9. Ökad elproduktion vid sjunkande förbrukning ger lägre elpris... 19 10. Kärnkraften påverkar elpriset... 23 11. Konsekvenser av olika kvotnivåer... 24 12. Slutsatser mycket lägre elpriser än Energimyndigheten räknar med... 24 13. Rekommendationer och nästa steg nya elkunder behövs om målen skall uppnås utan att marknaden riskeras... 25 14. Referenser... 26 2

1. Sammanfattning och rekommendationer Sverige och Norge har inom ramen för det gemensamma stödsystemet för förnybar el, det så kallade elcertifikatssystemet, ett sammanlagt mål om att addera 26,4 TWh ny elproduktion under perioden 2012-2020. Sveriges mål för perioden 2002-2020 är att addera 25 TWh jämfört med 2002. Elcertifikat utfärdas per MWh producerad förnybar el i enlighet med de krav som definieras i lagstiftningen. Efterfrågan på elcertifikat skapas genom att elkunderna, med undantag för den elintensiva industrin, åläggs att köpa elcertifikat för en viss del av sin elförbrukning, en viss kvot som anges för varje år och beslutas i förväg. Allteftersom efterfrågan av kvotpliktig el ändras, behöver kvotnivåerna ökas eller minskas för att det absoluta målet ska nås. Sverige har just nu sjunkande efterfråga på el vilket gör att Energimyndigheten föreslår höjda kvotnivåer. Höjningarna motsvarar totalt 75 TWh för hela perioden 2016-2035 jämfört med vad dagens kvotnivåer skulle ge. Om elcertifikaten är värda mellan 200-400 kronor motsvarar höjningen ungefär 15-30 miljarder kronor. Energimyndigheten har inte gjort någon uppdaterad konsekvensanalys av vad dessa förslag får för påverkan på elpriset, utan utgår från en utredning från 2011. Utredningen antog då att efterfrågan på el i Sverige skulle öka 5 TWh mellan 2010-2020, nu tror Energimyndigheten istället att efterfrågan tvärtom kommer sjunka. Priset på nordiska elbörsen Nordpool sätts utifrån en mix av marginalkostnaden för kolkraft och gaskraft. Nordiska elproduktionen utgörs till 80 procent av vattenkraft, kärnkraft och vindkraft. Dessa produktionsslag har alla låga rörliga marginalkostnader. Ökad produktion av kärnkraft (pga. effekthöjningar och ny kärnkraft i Finland) respektive ökad vindkraft till 2020 kombinerat med lägre efterfråga på elpris medför att gaskraftanläggningarna som brukar finnas på marginalen förmodligen kommer producera så lite att den inte kommer att påverka elpriset nämnvärt. Kolkraften, som har en marginalkostnad på omkring 25 öre/kwh sätter då elpriset. Priset kan tidvis bli ännu lägre om då och då inte heller kolkraften behövs för att möta efterfrågan. Vid ett elpris på 25 öre/kwh händer följande: 3

Gaskraften får för få drifttimmar och blir därmed olönsam, vilket är samma sak som händer i exempelvis Tyskland. Kärnkraft, vattenkraft och vindkraft kommer ha högre totala kostnader än intäkter även inräknat vindkraftens intäkter från elcertifikat. Vindkraften ökar sitt relativa beroende av intäkterna från elcertifikat från dagens knappa 40 procent till knappt 50 procent. Även om låga elpriser kortsiktigt är gynnsamt för elkunderna kan stora förluster hos kraftbolagen leda till att kraftproducenter väljer att stänga elproducerande anläggningar (lämna marknaden), och avstå från nödvändiga re- och nyinvesteringar i kraftproduktion. Detta leder till att elpriset kommer stiga igen, och skapar en större osäkerhet kring framtida elpriser. Hur påverkan ser ut mer i detalj och vad det får för konsekvenser på längre sikt av att större volymer el subventioneras är något som behöver utredas vidare i mer detalj. Export av el ger en möjlighet att få avsättning för ett överskott på el, vilket också påverkar elpriset. Många länder vill dock vara mer eller mindre självförsörjande på el, och det är inte säkert att de är intresserade av att köpa el när Sverige har behov av att exportera. Finland som traditionellt har varit en nettoimportör av el från Sverige kommer till 2020 få ökad inhemsk elproduktion. I Sverige är det Svenska kraftnät, SvK, som har ansvar för att det inte sker avbrott i elleveranserna. Varje land vill var för sig säkerställa att inte elavbrott sker. Givet ökade fokus på leveranssäkerhet inom EU är det inte helt otroligt att länder vi exporterar till på sikt vill ha någon form av leveransgarantier för att långsiktigt avstå egen elproduktion. Här spelar elmarknadernas utveckling en viktig roll. Det kan också finnas potential att locka fler elintensiva företag till Sverige, exempelvis datacenters. Korta avstånd mellan produktion och konsumtion minskar överföringsförluster och utbyggnadsbehov av elnät. Korrekt och offentlig kunskap av stora produktionsanläggningars livslängd är avgörande för att tajming av olika investeringsbeslut och för att undvika kraftiga svängningar i elpriset. I USA planeras längre drifttid än 60 år för kärnkraftverk. Om det också blir aktuellt i Sverige kan det påverka tajmingen och därmed lönsamheten i produktionsinvesteringar i exempelvis vindkraft. 4

Långsiktig negativ lönsamhet kan leda till att annars lönsamma anläggningar läggs ner. Speciellt allvarligt för elkunderna är om el med låga kostnader men som saknar subventioner konkurreras ut av el med subventioner. Inträffar detta kommer produktionskostnaderna för el att stiga. Om vi har högre kostnader för att producera el än andra länder ger det lägre konkurrenskraft. Mikael Lundin, vd Nordpool sade 3 februari 2014 i Second-Opinion 1 : - Om man ska tala om hot mot den effektiva prissättningen så är regleringar och subventioner av den förnybara kraften i form av sol och vind ett sådant. Denna situation är inte hypotetisk utan Tyskland, England och Danmark är redan där. Rekommendationer för vidare utredning En mer detaljerad prognos hur ändringar av kvotnivåerna påverkar elpriserna görs. Hur elmarknaden påverkas vid ett långvarigt lågt elpris och konsekvenserna på längre sikt för elkunderna Utredning av tekniska livslängden för större elproduktionsanläggningar i hela norden för att underlätta korrekt tajming av investeringar i ny elproduktion. Möjligheten att genom bilaterala avtal om leveranssäkerhet skapa tillförlitliga förutsättningar för elexport. Möjligheten att locka fler elintensiva företag till Sverige såsom exempelvis datacenters. Möjligheten att anpassa målen för elcertifikatssystemet till rådande omständigheter. 1 http://www.second-opinion.se/energi/view/2802 5

2. Inledning Svenskt Näringsliv har beställt föreliggande rapport för att få en bättre förståelse för effekterna på den svenska elmarkaden av de nu föreliggande förslagen till förändringarna i elcertifikatsystemet, och elcertifikatsystemets inverka på elmarknaden i stort. Slutsatserna och rekommendationerna är rapportförfattarens, och speglar inte nödvändigtvis Svenskt Näringslivs åsikt. 3. Metodik och leverans Rapporten är skriven för beslutsfattare inom energisektorn. En grundläggande förståelse av det svenska energisystemet förutsätts. Rapporten skall innehålla tillräckligt med information även för beslutsfattare som saknar djupa kunskapar om just elcertifikatssystemet och elhandel på nordiska elbörsen. Metoden kommer vara genomgång av relevanta rapporter kombinerat med simuleringar. Vi inleder med en bakgrund där vi beskriver Elcertifikatssystemets intentioner Elmarknadens funktion Elproduktionens komponenter och dess systemfunktioner Resultaten av en simulering av följande scenarios presenteras: Elmarknaden utvecklats såsom Energimyndigheten antagit tidigare Kvotnivåerna hade hållits oförändrade De föreslagna kvotnivåerna genomförs Avslutningsvis presenteras några slutsatser och rekommendationer. 4. Elcertifikatssystemet från Barsebäck till Norge 4.1. Nedläggning av Barsebäck var startskottet för systemet med elcertifikat Systemet med elcertifikat infördes 2003 i för att införa ny elproduktion att ersätta en av Sveriges största elproducenter Barsebäck. Barsebäck hade produktionsförmåga på 8-9 TWh per år. 6

Barsebäck hade med sina nära 1200MW 2 baskraft en viktig roll att ge stabil elproduktion och stabila elpriser i södra Sverige och Danmark. Barsebäcks roll som basproducent av el har delvis ersatts av ett stort kraftvärmeverk med naturgas i Malmö, Öresundsverket. Öresundsverket har en elproduktion på 440MW 3. Eftersom kondensdrift inte är tillåtet enligt verkets miljötillstånd begränsas produktionen av fjärrvärmebehovet i Malmö. Målet 2003 var att genom elcertifikatssystemet addera 10 TWh förnybar elproduktion mellan 2002 och 2010 (Regeringen, 2003). Systemet förlängdes år 2006 till utgången av år 2030 det beslutades samtidigt att målet för produktionen av förnybar el skulle vara en ökning med 17 TWh till år 2016 jämfört med 2002 års nivå. 2009 förändrades systemet igen. Sverige hade då som en del av EU:s 2020 mål om förnybar energi fått ett nationellt mål på att 49 procent av energin skulle vara förnybar. Beslutet från 2009 om att utöka elcertifikatssystemet till 25TWh till år 2020 jämfört med 2002 ansågs vara en viktig del i att kunna nå detta mål (Regeringen, 2009). 2011 ingicks ett avtal med Norge där ett mål sattes upp att mellan 2012-2020 gemensamt addera 26,4 TWh förnybar elproduktion inom ramen för elcertifikatssystemet (Regeringen, 2011). 4.2. Elcertifikatssystemet, kvotnivåer och annulleringar Tilldelning av elcertifikat sker till producenter av förnybar el, utifrån de kriterier som satts upp i lagen om elcertifikat. För varje megawattimme, (tusen kilowattimmar) utfärdas ett elcertifikat. Varje producent har rätt till elcertifikat i max 15 år. En ny tilldelningsperiod kan erhållas efter större investeringar i anläggningen. När systemet startade 2003 fick alla befintliga kraftvärmeverk som valde biobränslen möjligt att erhålla elcertifikat under tio år. Historiskt har en majoritet av elcertifikaten gått till biobränslen men sedan 2013 är det vindkraften som får majoriteten av certifikaten. Under januari 2014 fick vindkraften 65 procent av certifikaten. 2 http://www.iaea.org/pris/countrystatistics/countrydetails.aspx?current=se 3 http://www.eon.se/oresundsverket 7

Dessa elcertifikat köps av så kallade kvotpliktiga elkonsumenter. Grovt är alla elkonsumenter utom den elintensiva basindustrin kvotpliktiga. Av den totala efterfrågan om ungefär 140TWh utgörs lite drygt 90TWh av kvotpliktig el (se också Figur 2). Varje år annulleras elcertifikat motsvarande en viss andel (kvot) av den kvotpliktiga elen. Kvotnivån för varje år beslutas av riksdagen. Mellan det att elproducenter erhåller elcertifikat och det att certifikatet annulleras sker en handel med certifikaten. Priset bestäms av tillgången på certifikaten som är beroende på produktionen och efterfrågan av certifikaten som bestäms av den av riksdagen beslutade andelen av den kvotpliktig el (sk kvotnivån). Se Figur 1 för gällande kvotnivåer i Norge och Sverige Figur 1: Gällande kvotnivåer för Sverige och Norge. Figur: Energimyndigheten 4.3. Absoluta mål kräver höjda kvotnivåer vid sjunkande efterfråga Sverige och Norge har beslutat att till 2020 gemensamt addera elproduktionskapacitet motsvarande 26,4 TWh per år jämfört med 2012 års produktion inom systemet med elcertifikat. Denna siffra kan ställas i relation till Danmarks elbehov på 30 TWh. Elcertifikatssystemet bygger på kvoter satta i relation till ett bedömt elbehov, sk kvotnivåer. De politiskt satta målen är beskrivna i absoluta tal som antal TWh ny förnybar el. Som systemet är utformat behöver kvotnivåerna ändras när elbehovet ändras. 8

I Sverige har elbehovet sedan 2009, då nuvarande kvotnivåer beslutades, minskat med 3-5 TWh per år. I Norge sattes kvotnivåerna 2012 och här är avvikelsen omvänd med något högre elbehov. Figur 2: Faktisk kvotpliktig elanvändning i Sverige, prognos på kvotpliktig elanvändning som användes när gällande kvoterna beräknades år 2009 och ny prognos över kvotpliktig elanvändning. Figur: Energimyndigheten Om inte elen kan exporteras kommer kombinationen av sjunkande elförbrukning och ökad elproduktion leda till ett minskat elpris. 9

Figur 3: Gällande kvoter och förslag på nya kvoter för Sverige från 2016 för att nå mål om 26,4 TWh förnybar elproduktion till år 2020. Källa: Energimyndigheten Energimyndigheten föreslår höjda kvotnivåer för att nå målet om 26,4 TWh ny elproduktion till Norge och Sverige mellan 2012 och 2020. Detta görs i ett läge med sjunkande efterfrågan på el, och därmed minskad efterfrågan på elcertifikat. Sammanlagt handlar det om höjda kvotnivåer motsvarande 75 TWh el under perioden 2016-2035 värda 20-30 miljarder. Totalt skall elcertifikatssystemet i Sverige under perioden 2012-2035 omsätta 349 TWh värda 70-140 miljarder 4. Norge föreslår något sänkta kvotnivåer för att nå målet om 26,4 TWh vid 2020 (NVE, 2014). 4 Varje elcertifikat om 1MWh beräknas vara värt mellan 200 och 400 kronor. 10

5. Möjligheten att exportera el är inte obegränsad Sverige exporterar de flesta år ca 5-10 procent av elproduktion netto. Den mesta elhandeln med andra länder utgörs av både export och import. Detta gäller såväl elhandeln med Danmark, Tyskland som Norge. Elhandeln med Finland utgörs däremot huvudsakligen av export (Svensk Energi, 2013). Att öka nettoexporten beskrivs ibland som en möjlighet för Sverige då vi har el med låga klimatutsläpp som skulle kunna ersätta kolkraftsel i exempelvis Danmark, Tyskland, Polen och Finland. Det som ofta missas i debatten är att 1. Elöverföring skapar överföringsförluster motsvarande 5-10 procent per 1000 km. 2. Få länder vill vara långsiktigt beroende av elimport. 3. Att det är långa ledtider för att öka överföringskapaciteten till andra länder. Processen med tillstånd och byggnation kan ofta ta runt 10 år. 4. Införandet av andra marknadsmodeller som kapacitetsmarknader kan avsevärt minska lönsamheten i att bygga nya överföringsförbindelser. Kapacitetsmarknad diskuteras bland annat i Tyskland, Frankrike och Storbritannien. Finland, som är vårt huvudsakliga elexportland bygger ny elproduktionskapacitet för att täppa igen det underskott man har idag. Möjligheten för Sverige att exportera el kan alltså minska snarare än öka i framtiden. 6. Lagring av el kräver stora elprisvariationer för att vara lönsamt Sverige har idag möjlighet att lagra omkring 30 TWh i vattendammar. Det motsvarar ungefär en femtedel av årsbehovet. Vattenkraften har en högsta och lägsta produktionskapacitet. Sverige har ungefär 16 GW vattenkraft men i praktiken finns maximalt 14 GW av detta tillgängligt vid varje given tidpunkt. Sveriges elbehov uppgår vintertid till 25 GW och vid sk. tioårsvintrar till nästan 28 GW (Svenska Kraftnät, 2013). Minsta effekt hos vattenkraften är inte noll utan ungefär 2-3 GW, men detta varierar över året. Vattendrag får av ekologiska hänsyn inte helt torrläggas, och 11

gällande vattendomar måste innehållas. En möjlighet är att låta vatten rinna förbi kraftverket utan att producera el men det kan innebära betydande intäktsbortfall för vattenkraften. Att vända älvar och pumpa vatten baklänges i så kallade pumpkraft kräver nya vattendomar och investeringar. Denna teknik medför också stora energiförluster. Det finns gränser för hur mycket vattenkraften kan jämna ut variationer i elbehovet och variationer i elproduktion. I slutet av 2013 nådde vattenkraften ändläget minsta produktion exempelvis den 1 december med endast 2,5 GW vattenkraft, åtta dagar senare var produktionen 11 GW. Om elbehovet minskar samtidigt som produktionen ökar kan dessa ändlägen nås oftare med mer volatila elpriser som följd. 7. Olika elproducenters incitament Elmarknaden värderar olika elproduktionstekniker olika. Producenter som kan leverera när efterfrågan är som högst får mest betalt. Elproduktionen kan delas in i tre kategorier. De som får mer betalt än det genomsnittliga elpris på börsen, de som får genomsnitt och de som får mindre än genomsnitt. Denna indelning beskrivs med något som kallas värdefaktor (eng. Value Factor) och beräknas som det genomsnittliga elpriset en elproducent får för sin el dividerat med det genomsnittliga elpriset för alla producenter. Kraftslag Exempel Värdefaktor Regelkraft Vattenkraft, gaskraft och annan marginalkraft Baskraft Kärnkraft, kolkraft ~1 Intermittent kraft Solenergi, vindkraft <1 Ju högre andel baskraft i systemet desto stabilare blir elmarknaden och ger en lägre spridning i värdefaktor. Beroende på en lägre värdefaktor behöver intermittent kraft som saknar subventioner ha lägre kostnader än baskraft för att nå break-even och regelkraft kan klara sig med högre kostnader. Förenklat uttryckt beror detta på att när ett >1 12

elsystem har mycket vindkraft och det blåser och alltså vindkraften producerar för fullt så sjunker priset på el. Detta syns tydligt i exempelvis Tyskland när solen skiner eller det blåser mycket, då elpriserna på marknaden ibland blir mycket låga. Detta gör att det tar fler timmar för ett vindkraftverk att tjäna in samma summa som för en konventionell, styrbar anläggning. Beräkningar nedan är baserade på priserna på spotmarknaden. Prisdata är hämtat från Nordpool spot och produktionsstatistik från elstatistik.se för 2013. Danmark (tusentals kronor) Kraftslag Medelpris 5 Pris 6 Värdefaktor Värmekraft 7 377 597 7 759 942 1,05 Vindkraft 3 708 913 3 259 103 0,88 Tabell 1: Värdefaktor elproduktion Danmark 2013 I tabellen ovan kan utläsas att vid tider då danska vindkraften producerar pressas elpriset. Vindkraftverken tjänar därför bara 88 % av spotmarknadens medelpris, medan värmekraften, som kan styra sin produktion till timmar med högre pris, tjänar 105 % jämfört med medelpris. För Sverige ser mönstret likartat ut, även om variationerna nedåt inte är lika stora. Detta beror framförallt på att Sverige har en lägre andel vindkraft i elproduktionen. Sverige (tusentals kronor) Kraftslag Medelpris Pris Värdefaktor Värmekraft 4 262 835 4 367 763 1,05 Vindkraft 3 195 959 3 070 974 0,96 Kärnkraft 21 761 108 21 726 697 1,00 Vattenkraft 21 188 415 22 187 046 1,05 Tabell 2: Värdefaktor elproduktion Sverige 2013 Sverige har både lägre och stabilare elpris än Danmark. Stabila priser ger större planerbarhet för producenter och konsumenter, och kan sägas gynna elkonsumenterna. 5 Den intjänade summan om kraftslaget hade producerat när medelpriset på marknaden rådde. 6 Den intjänade summan som faktiskt erhölls. 13

Elpriserna i Norden 2013 (2012). Öre/kWh. Land Högst Lägst Genomsnitt Standardavvikelse Norge 91 (226) 1 (3) 33 (26) 6 (12) Sverige 99 (226) 1 (3) 34 (28) 7 (13) Finland 184 (259) 1 (3) 36 (32) 10 (16) Danmark 1724 (226) -56 (-173) 34 (32) 30 (15) Tabell 3: Elpriser 2013 i Norden Vid ett elpris på 35 öre per kwh så tjänar svensk vindkraften 53 öre, kärnkraften 29 öre och vattenkraft 30 öre/kwh (se Figur 4). Skillnaderna beror på att vindkraft får elcertifikat för sin produktion, vilket vattenkraften och kärnkraften inte får. De två sistnämnda betalar dessutom skatter i form av effektskatt för kärnkraft motsvarande 5,5 öre/kwh samt högre fastighetsskatt för vattenkraft än för andra typer av industrifastigheter, motsvarande ungefär 6,5 öre/kwh. Figur 4: Intäkter för olika kraftslag baserat på elpris, värdefaktor, skatter och subventioner. Ett elpris på 35 öre/kwh ger vindkraft 53 öre/kwh i intäkter, kärnkraft 29 öre/kwh och vattenkraft 28 öre/kwh. 14

Vi har utelämnat värmekraften eftersom den är så differentierad. 8. Marginalkostnader och prissättningen på nordiska elbörsen Pris och kostnad är något som vanligen blandas ihop. Priset på elmarknaden sätts utifrån vad den sista kilowattimmen kostar att producera. Kostnaderna för att producera en kilowattimme kan delas in i tre delar. 1. Fasta kostnader, huvudsakligen finansiella kostnader 2. Drift och underhållskostnader 3. Marginalkostnader (ex bränslekostnader och marginalskatter) De fasta kostnaderna finns där oavsett produktion och kan inte påverkas. Driftoch underhållskostnaderna kan ofta bara påverkas i liten utsträckning, oftast enbart från ett år till nästa. Marginalkostnaderna kan påverkas från dag till dag eller ibland från timme till timme. Under ett år måste elpriset vara större än summan av drift- och underhållskostnaderna plus marginalkostnader. Annars behöver kostnaderna minimeras genom att exempelvis lägga anläggningen i malpåse. Täcks inte de fasta kostnaderna så leder det till kapitalförluster (i värsta fall genom konkurs). Eftersom det är marginalkostnaden som avgör elpriset på dagsbasis så är det den som är viktigast att titta på för den kortsiktiga prissättningen. Marginalkostnaden för några olika kraftslag på den nordiska elmarknaden anges i tabellen nedan. Kraftslag Kärnkraft Vattenkraft Vindkraft (elcert) Havsbaserad vind Danmark Kraftvärme Marginalkostnad Kommentar 1 öre/kwh Det lönar sig inte att avstå produktion. Av säkerhetsskäl är det dessutom förbjudet för kärnkraft att lastfölja med produktionen. 1 öre/kwh Svensk vattenkraft kan skjuta upp produktion, ner till 2-3 GW - 20 öre/kwh Elcertifikat ger negativ marginalkostnad -100 öre/kwh Garanterad intäkt < 0 öre/kwh Elcertifikat kan ge negativ marginalkostnad. Elproduktion begränsas av värmebehovet. 15

Kolkraft Gaskraft (kombinationskraft) Gaskraft (gasturbin) 25 öre/kwh Bränsle 100 $/ton + CO2 10 /ton 50 öre/kwh Bränsle 30 /MWh + CO2 10 /ton 100 öre/kwh Bränsle 30 /MWh + CO2 10 /ton Det högsta elpris som utifrån marginalkostnaden kan förväntas under ett år är alltså omkring 1 kr/kwh och det lägsta priset kan bli negativt i vissa elområden. I extrema fall kan naturligtvis elpriset bli ännu högre om en anläggning behöver tas ur malpåse för att kunna producera, eller när produktionskapaciteten inte räcker till och det istället blir ett bud på minskad konsumtion som sätter priset. Vattenkraften har den speciella egenskapen att den kortsiktigt kan avstå produktion om elpriset som erbjuds anses för lågt. Detta gäller ner till en viss lägsta gräns varefter det inte längre lönar sig att undvika produktion. Under ett helt år behöver däremot allt vatten användas. Nås vattenkraftens lägsta elproduktionsgräns kan elpriset bli noll. Eftersom gaskombinationskraftverk och kolkraftverk kan ta flera timmar att starta eller stoppa kan tekniska skäl tvinga kraftverken att under enstaka timmar sälja el med förlust. På nordiska elbörsen sätts elpriserna klockan tolv dagen för nästa dygns produktion, utifrån de bud som lagts avseende produktion och förbrukning. Figur 5: Dagsgenomsnitt för Nordpool Spot systempris under 2013 (kr/mwh). Källa: Nordpoolspot 16

Under 2013 inträffade högsta notering för Nordpool Spot systempris 7 den 8 april och lägsta elpris den 22 juni. Högsta pris var 49 öre per kwh och lägsta 15 öre per kwh (se Figur 5). 7 Systempriset är satt utan begränsningar i elnät. Lokala avvikelser kan förekomma. 17

2013 års högsta elpris den 8 april berodde på kombinationen hög efterfrågan på el och låg vindkraftsproduktion (se Figur 6). Figur 6: Elproduktion Norge, Sverige, Danmark och Finland 8/4 2013 vid prismaximum på 49 öre/kwh, total produktion 47GW 2013 års lägsta elpris den 22 juni berodde på kombination av låg efterfrågan på el i kombination med hög andel vindkraft (se Figur 7). Figur 7: Elproduktion Norge, Sverige, Danmark och Finland 22/6/2013 vid prisminimum på 15 öre, total produktion 29GW 18

För hela 2013 var produktionen i de nordiska länderna enligt nedan: Figur 8: Elproduktionen för de nordiska länderna under 2013. Som syns varierar vindkraft procentuellt mest och kärnkraft minst under ett år. Den genomsnittliga elproduktionen för helåret 2013 var 43 GW och varierade mellan 23 GW som lägst och 67 GW som mest. Notera att högsta elpriset inte inträffade vid högsta behovet utan vid en tidpunkt med högt elbehov och lite vindkraft. 9. Ökad elproduktion vid sjunkande förbrukning ger lägre elpris Som vi såg i förra avsnittet så kan elpriset i extrema fall variera mellan minus en krona till tiotals kronor per kilowattimme beroende på marginalkostnaden hos den sista kilowattimmen. Norden har stora andelar produktion med elproduktion med närmast obefintliga marginalkostnader. Det är värmekraften som sätter marginalpriset baserat på hur mycket vattenkraften väljer att producera. 19

Energimyndigheten räknar med att inom några år kommer det svenska elbehovet att minska med 3 TWh jämfört med idag (Energimyndigheten, 2014). Det innebär ett minskat genomsnittligt effektbehov på 0,3 GW. Om 26,4 TWh förnybar elproduktionskapacitet adderas innebär det genomsnittligt ökad produktionskapacitet på 2,8 GW. Sverige kommer under 2014 addera ytterligare 0,4 GW kärnkraft och Finland kommer före 2020 installera ytterligare 1,6 GW kärnkraft. Totalt kommer 2020 finnas 4,8 GW ökad elproduktionskapacitet och 0,3 GW i minskad efterfråga. Netto blir då 5,1 GW. Figur 9: Netto kommer tillgången på effekt i norden öka med 5,1GW till 2020. Smarta elnät kan ytterligare minska behovet av marginaleffekt och pressa priserna ytterligare. Industrin kan också komma att minska sin elanvändning under samma period. Idag använder det nordiska elnätet ungefär 7,9 GW värmekraft som är en mix av kraftvärme, kolkraft och gaskraft (se Figur 8). Energimyndighetens bedömning är 3-4 öre lägre men är baserat på en studie från 2011 (Pöyry, 2011). Studien utgår dock från ökande efterfråga på el för 20

Sverige (Pöyry, 2011, sid 8). Energimyndigheten gör nu istället bedömningen att efterfrågan på el kommer sjunka framöver (Energimyndigheten, 2014). Figur 10: Figuren visar genomsnittlig produktion i norden för 2013. Relativt lite fossila kraftslag på marginalen gör nordiska elsystemet priskänsligt för förändringar i produktion kombinerat med ändringar i efterfråga. Mix på marginalen mellan gas och kol ger ett pris mellan 25-50 öre. Enbart kol ger ett pris på 25 öre. Mix på marginalen med kol halva tiden ger elpris på 12 öre. Idag ger en mix mellan gaspriser och kolpriser ett elpris på ungefär 32 öre (jämför Figur 8 och Figur 10). Om kärnkraften och vindkraften ökar kombinerat med sjunkande efterfråga är vår bedömning att 2020 räcker det med kolkraft som marginalkraft. En elmix med enbart kol på marginalen ger ett elpris på 25 öre per kwh eller lägre, motsvarande ungefär 7 öre lägre än idag (se Figur 11). Baserat på dagens värdefaktor för olika elproducenter så kommer intäkterna se ut som följer för olika kraftslag. 21

Figur 11: Intäkter för tre kraftslag vid ett elpris på 25 öre/kwh. Ett elpris på 25 öre/kwh ger vindkraft 20 öre/kwh i intäkter, kärnkraften 17 öre/kwh och vindkraften 44 öre/kwh. Troligen leder ett genomsnittligt elpris på 25 öre/kwh till förluster i både vattenkraften, kärnkraften och vindkraften. Vindkraften kan få högre intäkter för elcertifikaten än 20 öre/kwh (men också lägre beroende på hur marknadspriset för elcertifikat utvecklas). Med ytterligare vindkraft sjunker också troligen värdefaktorn för vindkraften (Hirth, 2013). Vid en värdefaktor på 0,9 så sjunker ersättningen med 1,5 öre per kwh för vindkraften. För en produktion på 15 TWh motsvarar det minskade intäkter på ungefär 200 miljoner kronor per år. Andelen intäkter från elcertifikat för vindkraft ökar från 38 % till 46 % om elpriset sjunker från 35 öre till 25 öre (elcertifikatpriset antas vara 20 öre). 22

2013 var elpriset i genomsnitt 32 öre per kilowattimme. Om elpriset sjunker till så innebär 25 respektive 20 öre lägre elpris följande: produktion 32 öre 25 öre diff 20 öre diff kärnkraft 80 TWh 21.0 15.4-5.6 11.4-9.6 vattenkraft 60 TWh 16.3 11.9-4.4 8.7-7.6 vindkraft 15 TWh 7.5 6.5-1.0 5.8-1.7 summa 155 TWh 44,8 33,8-11.0-18.9 Figur 12: Intäkter för olika kraftslag efter skatt och subventioner vid olika elpris i miljarder kronor. Kraftvärmen har utelämnats. Ett elpris på 25 öre per kwh skulle innebära drygt 10 miljarder lägre intäkter för kraftbranschen jämfört med elpris på 32 öre. Ett elpris på 20 öre skulle innebära närmare 19 miljarder lägre intäkter per år jämfört med ett elpris på 32 öre per kwh. 10. Kärnkraften påverkar elpriset Kraftbolagen gör just nu bedömningen att kraftverken tagna i drift på 70-talet kan drivas i 50 år (O1, O2, R1, R2) och de sex yngre kan drivas i 60 år. 2023 når den första svenska reaktor, Oskarshamn 1 en ålder om 50 år de yngsta reaktorerna (F3 och O3) når 60 årsstrecket 2045. Tekniska livslängden har successivt förlängts. I USA har de flesta kraftverk ökat sina licenser från 40 till 60 år. Nyligen gick amerikanska strålsäkerhetsmyndigheten NRC ut med bedömning att kraftverk inom några år kommer begära ytterligare längre drifttid 8. Om Svenska kraftverk också får ytterligare längre drifttid än vad som nu är känt kan det avsevärt påverka prisbilden på el (se Figur 10). Tekniska data är självklart kommersiell känslig information för kraftbolagen. Eftersom kärnkraft har en så kraftig prispåverkande effekt vore en objektiv granskning av kärnkraftens potentiella tekniska livslängd göras. God kännedom i marknaden om kärnkraftens livslängd är avgörande för att undvika att kraftbolag antingen bygger ny kapacitet för tidigt eller för sent. 8 http://www.platts.com/latest-news/electric-power/washington/us-nrc-expects-application-toextend-nuclear-21273628 23

Öppen redovisning av livslängd för kärnkraft är särskilt viktigt för mindre kraftbolag med sämre insyn och kortare ekonomisk uthållighet vid felbedömningar. 11. Konsekvenser av olika kvotnivåer Om nuvarande kvotnivåer bibehålls kommer priset på elcertifikat att fortsätta sjunka och till slut leda till att utbyggnaden av ny elproduktionskapacitet avstannar. Om efterfrågan hade utvecklats såsom Energimyndigheten tidigare hade förväntat sig, så kan de hända att elpriset sjunkit något men utan att elmarknadens funktion riskeras. Höjda kvotnivåer i ett läge med sjunkande efterfråga gör att risken för en stor påverkan på marknaden blir överhängande. 12. Slutsatser mycket lägre elpriser än Energimyndigheten räknar med Höjda kvotnivåer i Sverige är en förutsättning för att nå målet att inom åtta år addera 26,4 TWh ny elproduktionskapacitet i Sverige och Norge givet en lägre mängd kvotpliktig elförbrukning. 26,4 TWh är att jämföra med hela Danmarks elbehov på 30 TWh/år. Energimyndigheten gör i kontrollstationen 2014 bedömningen att Sverige år 2020 har en lägre elförbrukning med 3 TWh jämfört med den bedömning myndigheten gjorde 2009. Elbehovet 2035 bedöms nu bli ungefär 5 TWh lägre än samma bedömning 2009. Eftersom målet är satt oberoende av behovet av elförbrukningens absoluta nivå så blir justerade kvotnivåer en nödvändig konsekvens. Konsekvensen för elmarknaden tror Energimyndigheten blir ett 3-4 öre lägre elpris. Myndigheten använder dock gamla underlag för denna bedömning. Om det som är känt nu matas in i motsvarande modeller bedömer vi att snarare en elprisminskning på det dubbla är att vänta, nämligen 6-8 öre lägre elpris. En så kraftig minskning av elpriser skulle leda till att få elproducenter kan tjäna pengar. 24